顺北油田长裸眼防漏固井技术

顺北油田长裸眼防漏固井技术

周鹏成 ,杨红满

（中石化西北油田分公司石油工程监督中心）

摘要：顺北油田下套管及固井漏失现象较为普遍，对漏失原因进行了研究，通过置换低密度低粘度钻井液、中途分段循环、控制套管下放速度、近平衡固井工艺、ECD压力软件模拟等技术手段,有效解决了超深长裸眼下套管及固井漏失的技术难题，漏失率由86%下降至5%，为长裸眼窄压力窗口固井防漏提供了借鉴。

关键词：漏失；中途循环；激动压力；近平衡

引言

顺北油田二开中完井深一般超过5000m，裸眼段长且存在多套低压易漏地层，二叠系地层压力系数低、埋藏深，下套管及固井漏失较为普遍，漏失主要发生在下套管期间且一旦出现失返，后期固井很难重新建立循环。因此，要解决固井漏失问题，关键是要保障下套管期间无漏失。

1  漏失的主要因素分析

1.1  地层压力系数低、埋藏深

二叠系以火成岩为主，易漏失，地层压力系数1.26-1.28g/cm3，埋藏在4500m以深，厚度超过450m，下部志留系塔塔埃尔塔格组为沙泥岩互层，泥岩硬脆性强，易发生掉块或垮塌，为保障钻进期间不漏不垮，安全压力窗口一般在0.01g/cm3-0.02g/cm3。

1.2  钻井液启动压力高

1）相比与钻进期间下钻，套管外径更大，下入期间环空间隙变小，环空容积变小，而钻井液向地层的失水量不变，钻井液中水分子比例下降，粘度增加，流动阻力增加。

2）通井及下套管作业期间，钻井液长期处于静止状态，根据钻井液触变性原理，钻井液黏滞力和胶凝结构力增强，导致钻井液启动压力增加。

1.3  固井浆柱结构产生静压差

1）为确保固井顶替效率及施工安全，要求水泥浆与钻井液至少需要0.15g/cm3密度差，水泥浆在返至漏点以后会产生相应的静压差。

2）由于环空间隙变小，且水泥浆本身的粘度相比钻井液更高，使得相同环空返速下，同时产生的循环压耗增加。

2  下套管防漏固井技术

2.1  优化钻井液性能，降低循环压耗

良好的钻井液性能可以提高井壁稳定性，减小下套管过程中钻井液的流动阻力和产生的激动压力，减小套管在井壁上的吸附作用和摩擦阻力，降低套管下到位开泵顶通压力和循环压力。在保证钻井液密度、稳定性、抑制性不受影响的情况下，可以通过减低粘度、切力、动塑比、摩阻系数、固相含量等措施使钻井液性能趋于刘顿流体流型，改善泥饼质量，降低漏失风险。

2.2  套管下放速度设计

为防止激动压力过大压漏薄弱层位，造成井下复杂，一般以激动压力与静液注压力之和小于裸眼段最小破裂压力作为依据计算下套管最大速度。为便于实际操作计算，现场普遍采用稳态法研究模型计算的激动压力公式如下：

                     （1）

式中：—激动压力，MPa；f—摩阻系数，无量纲；—钻井液密度；v—环空平均流速，m/s；D—井眼直接，cm；d—套管外径，cm；L—下入深度；

激动压力是钻井液性能、环空间隙、流体流态、液体压缩性等综合因素影响的结果，很难通过某个公式准确计算。而公式1中仅仅考虑了正常流动状态下钻井液动量变化产生的激动压力，未考虑套管下入过程钻井液黏滞力产生的激动压力和破坏钻井液胶凝结构引起的激动压力，因此采用该公式计算的激动压力取值偏低。通过现场数据统计分析，以实际下放速度跟理论临界安全下放速度之比作为安全系数，当安全系数取值1.1时，漏失率为22%，当安全系数取值1.5时，漏失率降至2%。

2.3  分段循环降低环空压力

1）下套管期间套管内灌入低密度低粘度钻井液，结合实际应用情况，钻井液密度可降低0.03-0.05g/cm3，粘度可降低4-8mpa.s，中途分段循环至少一个迟到时间，将套管内轻浆全部置换到环空，降低环空静液柱压力的同时，增大环空安全压力密度窗口，降低钻井液流动阻力。

2）由于钻井液黏滞力和破环结构力产生的激动压力与静止时间、钻井液段长成正比例关系。因此，下套管期间需要分段进行循环，通过分段逐级消减方式，降低中途开泵顶通压力。结合实际经验，可每500m中途循环一次，每次循环一个迟到时间，将井筒内长时间静止的钻井液或封闭浆全部循环出井，置换为流动性更好的低粘度低密度钻井液。

2.4  采用近平衡固井工艺

所谓近平衡固井工艺，即整个固井施工期间使漏点位置液柱当量压力始终与施工前保持一致或相近。因此，在设计水泥浆体系时，漏点以上井段水泥浆密度设计与钻井液可略高0.05g/cm3-0.15g/cm3,同时设计前置冲洗液用以弥补水泥浆产生的液柱静压差，确保固井全过程漏点以上液柱压力与施工前相近。漏点以下地层设计为1.88g/cm3常规密度水泥浆体系，提升漏点以下地层封固质量。固井施工前，通过软件模拟施工期间的ECD计算，合理设计施工排量，确保全过程作用在漏点位置的当量压力小于地层漏失压力。

3  现场应用及效果

截止目前，顺北油田通过优化钻井液性能、控制套管下放速度、中途循环、近平衡水泥浆固井工艺、ECD软件计算调整施工参数等措施，完成了46次长裸眼下套管固井作业，仅发生2次漏失情况，固井质量优质率达到61%，裸眼封固率达到100%。

4  结论与建议

1）对于窄安全压力窗口的井，下套管防漏的关键在于作用在漏失地层的激动压力始终低于其漏失压力。

2）下入期间置换低密度低粘度钻井液，能有效降低钻井液流动阻力，提高安全压力窗口。

3）每500m中途循环一次，每次循环一个迟到时间，能有效消除钻井液黏滞力和结构力产生的激动压力影响。

4）采用近平衡固井工艺，施工期间仍需通过ECD压力计算，控制注替水泥浆排量和压力，确保漏点以上压力当量始终小于地层漏失压力当量。

参考文献

［1］陈平．钻井与完井工程［Ｍ］．北京：石油工业出版社，2005：200－215．

［2］管志川，宋洵成．波动压力约束条件下套管与井眼之间环空间歇的研究［J］.石油大学学报（自然科学版），1999，23（06）：33—35－31．

［3］付华才等． 套管下入激动压力计算模型及影响因素分析． 钻采工艺，2013，36 (3):15—17.

［4］李早元，郭小阳等.固井前钻井液性能调整及前置液紊流低返速顶替固井技术.钻井液与完井液.

作者简介：周鹏成，1987.9出生，工程师，2011年专业于西南石油大学石油工程，本科，一直从事固井工艺与技术研究工作。